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Emilio Nadra, chief business officer de Compañía General de Combustibles, y Nicolás Arceo, titular de la consultora Economía & Energía, analizaron en el Midstream & Gas Day, organizado por EconoJournal, las dificultades para compatibilizar el proyecto exportador con las particularidades de cada una de las cuencas productoras.

Nadra planteó que, para consolidar un proyecto exportador de gas, primero hay que ordenar el mercado interno, permitiendo que las cuencas compitan en condiciones equitativas, con precios más transparentes y contratos más flexibles. Para eso propuso salir gradualmente del esquema del Plan Gas, eliminando distorsiones como los cupos y el papel monopólico de CAMMESA, para liberar demanda insatisfecha y fortalecer la base productiva que sostendrá las exportaciones.

Por su parte, Arceo advirtió que no debe sobreestimarse una baja en el precio del gas tras la salida del Plan Gas, ya que factores como el alto costo de capital y la ventana de gas seco seguirán marcando el precio de largo plazo, por encima de los 3 dólares por millón de BTU. Aseguró que el desarrollo del gas asociado permitirá absorber estacionalidad y abastecer terminales de GNL, siempre que su precio sea competitivo. Por lo tanto, sugirió la necesidad de implementar un esquema flexible y mixto de abastecimiento que viabilice proyectos exportadores sin distorsionar precios internos.

–¿Cómo edificar un proyecto de exportación de gas y petróleo teniendo en cuenta la heterogeneidad del mercado interno? –preguntó Nicolás Gandini, director de EconoJournal.

Emilio Nadra: –Uno de los focos en los que trataría de mirar esta dimensión de la heterogeneidad tiene que ver con el hecho de que Vaca Muerta es una parte muy relevante, pero no es todo. Incluso en el crudo, el parque de refinación local necesita crudos pesados que están en las cuencas maduras. Hay derechos de exportación que afectan indistintamente a los crudos que se exportan y a los crudos que se venden al mercado interno. En el gas es mucho más complejo porque la participación del gas en la matriz está por encima del 50%, pero se abastece desde múltiples cuencas con realidades distintas. Hay cuencas con producción y productividad crecientes y cuencas con producción y productividad decrecientes que abastecen los mismos mercados. Además, el diseño tarifario se hizo con criterio de netback como si hubiera gas en todas las cuencas y esa realidad hoy no existe. Eso también hay que replantearlo. El país también tiene gas asociado que tiene una formación de precios que no tiene nada que ver con el gas seco, pero hay una demanda con mucha estacionalidad que requiere tanto gas asociado como seco. Hay que lograr que las cuencas compitan, pero que el mercado esté abastecido con su estacionalidad.

–¿Lo que usted propone es que haya precios diferentes para distintas cuencas?

E.N.: –Si hay mercados van a competir y si una cuenca no puede acompañar la productividad cederá ese mercado a otras cuencas, pero eso requiere que la infraestructura se redireccione. Sin duda hay que mirar y desarrollar los mercados de exportación, pero hoy hay un mercado interno subabastecido. La región del litoral tiene 20 millones de m3 con demanda frustrada. ¿Cómo hay que readecuar los sistemas para ir a buscar esa demanda? Esa demanda debería ser la más conveniente para el sistema argentino. Hoy en la misma ruta entre Neuquén y Buenos Aires hay distintas tarifas de transporte.

–¿Cómo se empalma con el libre mercado desde un mercado que ha sido muy administrado por el Estado en los últimos años?

E.N.: –Lo primero que diría es que como punto de partida el Plan Gas jugó un papel muy importante en coordinación de expectativas, en abastecer la demanda, en acompañar la estacionalidad y en permitir contratos a plazos. Ahora vamos a un entorno más competitivo en el que las cuencas tendrán que competir. ¿Cómo van a competir? Tomando conciencia de esa heterogeneidad donde hay realidades distintas, capacidades de transporte distintas entre las cuencas, productividad y producción distinta entre las cuencas. El otro tema es cómo se va saliendo gradualmente del Plan Gas acompañando la competencia entre cuencas y productos, sin afectar los contratos que hoy existen, pero dando flexibilidad pareja. Los cupos de exportación son un corset del que hay que salir, del abastecimiento de CAMMESA hay que ir saliendo. Hay que ir permitiendo gradualmente que se contractualicen los privados. Hay pasos concretos para dar. En marzo salió una resolución que permitió a los generadores comprar. Ahora bien, si los precios pueden ajustar a la baja cuando hay excesos puntuales de oferta, también deberían ajustarse al alza cuando hay incremento de oferta. En ese caso, a diferencia de lo que decía Federico (Veller) me parecen relevantes dos medidas que se pueden tomar. Una medida sería que sea CAMMESA la que participe en la contratación de esos faltantes porque sino CAMMESA participa en una subasta con límite de precios con el 90% del Plan Gas y mientras tanto los generadores compran con un precio mucho más alto para sustituir gasoil. No se necesita hacerlo a través del margen de un generador, sino que haya competencia de gas para abastecer una demanda.

–Lo que está diciendo es que los costos no están debidamente transparentados porque lo que hizo el gobierno en marzo fue decirle a CAMMESA que del 100% del volumen contratado que tenía de gas, 75% está obligado a tomarlo y con el otro 25% hay que buscar un mecanismo de competencia. ¿Lo que dice es que, en el invierno, cuando falta gas, no se está visibilizando ese precio?

E.N.: –Sería deseable que esos costos sean transparentes para que las cuencas compitan. Incluso bajo el Plan Gas existe un 30% de la inyección para el segmento industrial como si los usuarios no tuvieran capacidad de contratarse. Con los excedentes actuales eso debería bajarse y permitir que la industria se contractualice.

–El Plan Gas fijó un precio de 3,5 dólares por millón de BTU y como ese precio fue definido por la intervención del Estado está instalada la idea de que si se abre el juego a la competencia ese precio va a bajar. Sin embargo, la escuchaba a Soledad Lysak (directora Gas Cono Sur de TotalEnergies) y ella decía que no sabía cuánto iba a bajar.

Nicolás Arceo: –Coincido bastante con Soledad. En general hay una visión en el mercado de que la salida del Plan Gas a lo largo de 2028 va a permitir una caída muy sustantiva en el valor del gas en el mercado local. Hay una visión compartida de que iríamos a un precio del gas por debajo de los 3 dólares por millón de BTU. Yo no veo un precio tan bajo en el mercado local. Es cierto que vas a tener un volumen de gas asociado muy significativo. Lo más relevante que pasó en el mercado de gas natural a lo largo del último año fue el desarrollo de La Calera, el primer yacimiento con un GOR (Gas‑Oil Ratio) en torno a los 3000 (NdR: scf/bbl,pies cúbicos estándar de gas por cada barril de petróleo producido), un yacimiento de petróleo con un volumen de gas asociado muy significativo. Si sumamos la producción de gas en black oil y volatile oil más las áreas con un GOR bajo en la ventana de wet gas hoy representan 20 millones de m3/día. Si la producción de shale oil, con la configuración actual por ventana, se va al millón de barriles, van a pasar a representar 40 millones de m3/día, pero si las áreas localizadas en wet gas con bajo GOR más el hub norte se desarrolla más fuerte, cambian los vectores de desarrollo de acá a fines de la década del 30, vamos a tener un volumen de gas asociado por encima de los 50 millones de m3/día. Hay un factor depresivo en el precio. Pero ahora voy hacia afuera. Estados Unidos tiene un GOR más alto que la Argentina, es cierto que tiene una participación de GNL muy fuerte, pero el Henry Hub en los Estados Unidos con un costo de capital infinitamente menor que en la Argentina está por encima de los 3 dólares por millón de BTU. ¿Qué es lo que quiero destacar? La ventana de dry gas (gas seco) va a seguir determinando el precio del Plan Gas más allá de los problemas estacionales en el mercado spot por el gas asociado. En la Argentina hay un costo de capital más alto que en los Estados Unidos y los proyectos de LNG que hay en cartera implicarían la necesidad de duplicar la producción de gas a lo largo de la próxima década para abastecer las terminales licuefactoras de exportación.

–Si se duplica la producción de gas, ¿no puede traccionar una baja del precio?  

N.A.: –No veo un precio por debajo de los 3 dólares por millón de BTU ni un precio del gas en la Argentina por debajo del precio del gas natural en el Golfo de México. Me parece que el riesgo para la industria es setear un precio esperado de acá a 2030 que no se va a terminar cumpliendo en términos de la política. Y no son lo mismo en términos de competitividad del sector industrial y de las tarifas residenciales 2 o 3 dólares por millón de BTU. Ahora bien, uno puede pensar los proyectos de LNG con caño dedicado como un ladrillo fijo, las empresas abastecen a lo largo de todo el año con el desarrollo de sus áreas en general localizadas por quienes son los actores en la ventana de dry gas, o en realidad lo que se puede pensar es que va a haber una parte de ese ladrillo que se va a abastecer de esa forma, pero que si buena parte de esos productores estacionalizan su producción de gas en la ventana de gas seco para tener el pico en invierno, en el verano van a poder contratar parte del gas asociado disponible en el mercado siempre que el precio de adquisición sea menor a su costo de desarrollo. ¿Qué quiero decir con esto? Falta mucho, pero uno podría pensar que las términales de LNG van a permitir desestacionalizar los excedentes de gas natural a lo largo del año, en términos del impacto que podría tener el gas asociado sobre los precios de verano con un volumen de arriba de 50 millones de m3/día.

E.N.: –Estoy muy de acuerdo con lo que plantea Nicolás. Creo que el producto de exportación plano que es deseable para buscar mercados y ser competitivos en lo que ofrecemos no dialoga bien con el tipo de estacionalidad que tenemos en el mercado interno. Aunque en este momento podamos poner como referencia los precios del Plan Gas como precios mínimos de exportación, la lógica es que con el tiempo los contratos se firmen libremente a los precios que las partes acuerden y puede pasar que haya demanda del mercado interno que pague más la exportación si el producto es distinto. Si tiene mucha estacionalidad, requiere más infraestructura y más esfuerzo en el upstream. No es el mismo producto un ladrillo plano que un producto con estacionalidad. Por supuesto, los grandes proyectos que van a dar volumen pueden permitir compensar parte de la estacionalidad de excedente de verano.

–Daniel Rideneler hablaba antes de todo el esfuerzo de inversión que va a requerir poder ofrecerle un producto en firme a Brasil y después ver si el precio da o no da en función de la estacionalidad que tiene Brasil. Ahora, si se piensa el sistema de transporte hacia abajo, si hay mucha concentración de gas en Vaca Muerta y parte de la exportación de GNL viene de Vaca Muerta y hay que revertir la declinación de Cuenca Austral, ¿qué se hace con la direccionalidad del gas que viene desde la Cuenca Austral si se cae la producción? ¿Cómo se hace para abastecer la zona sur?

N.A.: –En primer término, hay que decir que tenemos 255 TCF de recursos contingentes en Cuenca Neuquina, con lo cual sobra gas natural por 150 años. Tenemos gas para abastecer el norte, para abastecer las términales licuefactoras en el Golfo San Matías y tenemos potencialmente gas para ir revirtiendo el (Gasoducto General) San Martín para abastecer el norte de la Patagonia, en un futuro lejano.

–¿Más de 5 años?

N.A.: –Sí, hoy hay un volumen de Cuenca Austral que si las terminales licuefactoras en Golfo San Matías se abastecen con gasoducto dedicado no debería haber problemas de abastecimiento como mínimo hasta el 2030. Si se empieza a tener problemas de abastecimiento en Patagonia Norte porque el volumen de Cuenca Austral no te garantiza para abastecer toda Patagonia Sur y Patagonia Norte en algún momento comenzarás a revertir partes del San Martín.

, Redaccion EconoJournal

Argentina y Brasil firmaron en noviembre un memorando de entendimiento sobre integración gasífera y conformaron un grupo bilateral para viabilizar las exportaciones. Argentina quiere colocar parte de la producción de Vaca Muerta en el país vecino, pero por ahora se sabe poco sobre las condiciones que exigen del otro lado de la frontera. Para conocer la posición brasileña en primera persona, EconoJournal invitó al Midstream & Gas Day a la presidenta de TBG, Angélica Laureano; la directora ejecutiva del IBP, Sylvie D’Apote; el director de Gas del Ministerio de Minas y Energía de Brasil, Marcello Weydt; y el Senior director de Alvarez & Marsal, Rivaldo Moreira Neto.

Las múltiples aristas del debate pivotearon entre dos grandes ejes: la demanda brasileña de un gas a precio competitivo y las alternativas de suministro que maneja Brasil.

El contexto general esta marcado por la necesidad brasileña de garantizar su suministro frente al declive en la producción y exportación de gas de Bolivia. Es también el factor estructural que llevó a los gobiernos de Javier Milei y Luiz Inácio «Lula» da Silva a rubricar en noviembre un memorando de entendimiento.

Gas a un precio competitivo

El memorando ordenó el mapa con las distintas rutas posibles para la llegada de más molécula argentina al Brasil. No obstante, los expositores invitados coincidieron en que esas opciones están atadas a la competitividad final del gas argentino frente a otras alternativas de suministro, como la producción doméstica o el acceso a gas natural licuado (GNL) global.

Angélica Laureano, presidenta de TBG, una de las principales compañías transportistas de gas en Brasil, subrayó que la oportunidad para la Argentina es con un gas a precio competitivo. «El volumen de Bolivia está disminuyendo en unos 2 o 3 millones de metros cúbicos diarios al año, así que estimamos que para 2030 no tendremos más. Nos alegra poder contar con el gas de Argentina, pero todo depende del precio que pueda alcanzar en Brasil», afirmó.

TBG opera el gasoducto Gasbol del lado brasileño. El ducto de 3150 km. de extensión tiene una capacidad de entrega nominal de 30 millones de metros cúbicos diarios (MMm3/d) en la frontera con Brasil, pero Bolivia actualmente está mandando apenas 12 MMm3 diarios.

A su turno, la directora ejecutiva del Instituto Brasileño del Petróleo y Gas (IBP), Sylvie D’Apote, remarcó que el gas argentino deberá competir en precio con el GNL y demás alternativas. «Hay lugar para el gas argentino pero tendrá que luchar por su lugar en la matriz gasífera, no solo por el precio, sino también por otras características. Hoy es un gas interrumpible, un gas de oportunidad, pero mañana puede aportar flexibilidad a esta mezcla que tenemos», explicó.

Entre las alternativas también está la producción de gas asociado en las operaciones petroleras offshore en las aguas de presal, aunque actualmente la gran mayoría de esas moléculas son reinyectadas en los pozos para estimular la producción de crudo. Brasil técnicamente produce 130 millones de metros cúbicos de gas a diario, pero reinyecta 80 de esos millones.

D’Apote también señaló dos proyectos centralmente de gas offshore, Raia y Sergipe Aguas Profundas, que en conjunto tienen el potencial de añadir hasta 34 MMm3/d a la red brasileña entre 2028 y 2029.

Integración tarifaria regional

A la hora de desagregar los costos que componen el precio final del gas, los expositores brasileños puntualizaron en las tarifas de transporte. El director de Gas del Ministerio de Minas y Energía de Brasil, Marcello Weydt, dijo que el gobierno esta trabajando con la Argentina en la elaboración de un tratado que establezca reglas en materia tarifaria y operativa.

Weydt consideró que, desde el punto de vista brasileño, “el mayor desafío es la integración tarifaria, porque si lo analizamos ya estamos integrados, ya tenemos puntos de conexión, y realizamos inversiones, pero lo que impide esta multiplicación es entrar en este círculo virtuoso de la integración tarifaria”.

El desafío tarifario también es interno. El funcionario subrayó que están conversando con las principales transportistas en Brasil para revisar las tarifas de transporte y distribución, que juntas suponen un costo de cuatro dólares por cada millón de metros cúbicos del lado brasileño.

«Estamos discutiendo tarifas a corto plazo, tarifas de interconexión y tarifas de gas en tránsito, precisamente para facilitar este proceso. Tenemos un gran ejemplo: la propia integración europea«, dijo Weydt.

La demanda de gas en la industria

Por el lado de la demanda, los expositores remarcaron que la industria brasileña tiene una capacidad ociosa del orden del 40% a raíz de la disminución de los volúmenes desde Bolivia y consecuentemente precios del gas más caros. También se destacaron potenciales oportunidades en el largo plazo, como el abastecimiento de gas para la industria siderúrgica.

El Senior director de Alvarez & Marsal, Rivaldo Moreira Neto, explicó que la demanda firme de gas en Brasil no ha crecido en los últimos 15 años por una decisión política de privilegiar el abastecimiento de gas para la generación termoeléctrica, en perjuicio de otras demandas, como la industrial. «Los precios subieron y no hubo más oferta de contratos para que la industria en Brasil pueda continuar consumiendo gas en sus procesos», dijo.

La petrolera estatal Petrobras sigue siendo un actor dominante en el mercado, concentrando todavía el 75% de la comercialización de gas en Brasil y con perspectivas de crecimiento por su participación en nuevos proyectos. Sin embargo, Moreira Neto resaltó que la apertura del mercado a la competencia representa oportunidades para la Argentina en el corto y mediano plazo. Una es el suministro de GNL para terminales de regasificación e inclusive para proyectos de generación off grid.

En el largo plazo, la oferta argentina puede despertar nuevas demandas industriales. Una es el reemplazo del carbón por el gas en la industria siderúrgica para reducir las emisiones en la producción de acero.

«Vemos un potencial interesante para el contrato a largo plazo, hay demanda a ser desarrollada y hay espacio para contratar a largo plazo, especialmente en algunas industrias. Nosotros no vemos a Brasil llegando a una matriz de un 50% de gas, pero es posible crecer en ondas de crecimiento, especialmente en sectores como la siderurgia», dijo el consultor.

, Nicolás Deza

En el último panel de debate de la edición 2025 de Midstream & Gas Day, referentes de las dos principales constructoras del país aseguraron que en el medio local hay suficiente capacidad para encarar nuevos proyectos de infraestructura que ayuden a desarrollar la actividad sectorial a gran escala.

Según Carlos Coletto, gerente de la Unidad de Negocio de Gas y Petróleo de SACDE, no es casual que la presentación de las empresas constructora haya quedado para el cierre del evento organizado por EconoJournal. “Como esta jornada lo marca, los constructores llegamos al final, cuando ya no hay tiempo y todo el mundo está ansioso por irse o por empezar a operar”, bromeó el directivo.

A criterio de Alejo Calcagno, director de Operaciones para la Región Sur en Techint E&C, para prever la posibilidad de concretar con éxito nuevas obras de envergadura conviene repasar lo realizado en los últimos tiempos. “En ese sentido, estuvimos al frente de emprendimientos como el Gasoducto Perito Moreno -GPM- (ex Gasoducto Presidente Néstor Kirchner -GPNK-), la Reversión del Gasoducto Norte (RGN), el oleoducto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS) y el segundo módulo del Proyecto Duplicar de Oleoductos del Valle (Oldelval)”, enumeró.

Lo que afortunadamente se viene dando en la Argentina, definió Coletto, es “un círculo virtuoso”. “La primera gran iniciativa después de muchos años, que fue el GPM, nos puso a prueba como empresas y como país. Desde entonces llevamos adelante una serie de desarrollos de manera impecable. Más allá de algún paralelismo con lo hecho, los desafíos venideros nos plantean una oportunidad de crecimiento mayor al logrado hasta ahora”, avisó.

Aparte de la disponibilidad de equipos y materiales, indicó, los máximos retos a sortear se vinculan con la búsqueda, la capacitación y la formación de nuevos cuadros de responsabilidad. “En esa dirección, siempre estamos muy cerca de la Unión Obrera de la Construcción de la República Argentina (UOCRA) y de las universidades”, resaltó.

Así como en su momento Techint E&C llevó profesionales de la Argentina para realizar proyectos en otros países de la región como Perú, México o Chile, acotó Calcagno, hoy la empresa cuenta con recursos humanos capaces de colaborar con las iniciativas del ámbito doméstico. “No vamos a reemplazar a todo el personal local, pero sí traeremos profesionales en posiciones clave que nos permitan utilizar el personal en más de un emprendimiento a la vez”, aclaró.

Hito de infraestructura

No es del todo correcto, analizó Coletto, decir que el VMOS es la mayor obra de infraestructura de los últimos 50 años. “En la Argentina se han ejecutado otras iniciativas de mucha importancia. Lo que sí debe reconocerse es que no hay registro de un oleoducto de estas características en las últimas décadas”, reformuló.

También es cierto, sostuvo, que está previsto que el contrato de construcción del ducto culmine antes que la terminal de Punta Colorada. “Por eso puede hablarse de un adelanto tácito en cuanto a su nivel de avance”, reveló.

Tal como precisó Calcagno, el caño alcanzará los 437 kilómetros de extensión, tendrá 30 pulgadas de diámetro y contará con 28 válvulas de bloqueo a lo largo de su recorrido. “En esta primera etapa se están construyendo dos estaciones de bombeo: una en la cabecera, en Allen, y otra en Chelforó, antes de cruzar el Río Negro. A esas instalaciones se sumará una trampa de scraper. Además, se prevén futuras ampliaciones con estaciones de bombeo”, especificó el representante de Techint E&C.

Inicialmente, detalló, la capacidad de transporte será de 500.000 barriles por día. “Va a arrancar con 180.000 cuando se ponga en marcha únicamente la primera estación de bombeo y después va a subir a 500.000. A futuro, cuando esté todo el proyecto completo, la capacidad se situará entre los 700.000 y los 800.000 barriles”, adelantó.

De los 437 km totales, apuntó Coletto, restan menos de 37 km para terminar la apertura de pista y que todo el trazado quede marcado con la franja de trabajo requerida. “Venimos soldando con doble junta desde la segunda estación (en el km 190), estamos a punto de alcanzar los 40 km iniciales de soldadura automática en campo, y empezamos a bajar cañería de zanja”, agregó el ejecutivo de SACDE.

Flexibilidad y eficiencia

En relación con otros momentos del país, afirmó Coletto, por estos días se han flexibilizado mucho los procesos para poder operar con los proveedores, lo cual simplifica el desenvolvimiento de las compañías constructoras. “No obstante, uno siempre se prepara para la situación de mercado que haya que afrontar, y planifica los trabajos y las gestiones a fin de resolver las problemáticas que puedan surgir. Hoy estamos más cómodos, pero eso no significa que no hubiéramos cumplido nuestros objetivos en otro contexto”, aseveró.

El crecimiento de la industria de Oil & Gas, enfatizó Calcagno, configura una realidad indudable a escala nacional. “Los proyectos están apareciendo uno tras de otro. Hay cada vez más anuncios relacionados con el gas natural licuado (GNL). Y también vislumbro un fuerte crecimiento de la minería”, destacó.

Chile, ejemplificó, produce el 24% del cobre que se consume en todo el mundo. “De este lado de la cordillera, en tanto, tenemos el mismo potencial por explotar. Si se ponen en marcha los cuatro o cinco mayores emprendimientos cupríferos que hay en carpeta, las exportaciones podrían representar un tercio de las previstas para Vaca Muerta”, comparó.

Si bien las obras mineras todavía se encuentran un paso atrás, señaló, cuando se activen significarán una competencia por los recursos industriales. “Habrá que encontrar la manera de administrarlos y compartirlos. Será vital elevar los niveles de eficiencia y productividad, incorporar soluciones de Inteligencia Artificial (IA), promover la digitalización de todos los procesos, y optimizar los recursos disponibles para que rindan el doble de lo que rinden hoy”, recalcó.

, Redaccion EconoJournal

(LA RIOJA).- El Parque Eólico Arauco (PEA) finalizó este jueves el montaje de 28 aerogeneradores que aportarán 99,4 MW de potencia al proyecto renovable ubicado en la provincia de La Rioja. Se trata del PEA III, una ampliación que elevará la potencia instalada de Arauco a 250 MW a partir de 100 aerogeneradores instalados a 90 kilómetros al norte de la capital provincial.

Además, en julio comenzarán las obras para la construcción de un parque solar de 50 MW que estará ubicado en medio de los molinos eólicos. El parque fotovoltaico podría estar operativo en abril de 2026. De esta forma, el Parque Arauco, una empresa de la provincia de La Rioja, se convertirá en el primer parque hibrido de generación de energía eólica y solar del país. En la empresa provincial estiman una nueva ampliación (Etapa IV) del parque eólico por 100 MW de potencia para 2027.

Etapa III

La construcción de la Etapa III de Arauco demandó una inversión de US$ 145 millones. La energía que generará esta etapa será inyectada al Sistema Argentino de Interconexión (SADI) a partir de un PPA (Power Purchase Agreement) con Cammesa que habilita el decreto 476 de julio de 2019 que permite firmar contratos de compra – venta de energía con empresas públicas como Arauco. El nuevo parque solar de Arauco estará bajo los contratos del Mater (Mercado a Término de Energías Renovables).

Los aerogeneradores, que están en las últimas pruebas y entrarán en operación en octubre, son de la compañía Siemens Gamesa SG 3.4-132 y cada uno cuenta con una capacidad de generación de 3,55 MW. El parque tiene un factor de capacidad de más de 40% y se consolidó como el desarrollo renovable más importante del norte argentino.

En la inauguración de los 28 aerogeneradores de Arauco, el gobernador Ricardo Quintela señaló que “haber logrado el objetivo es una satisfacción no solamente para nosotros sino también para la Argentina. Este parque va a comenzar el mes que viene a construir 50 MW solares. Esto visibilizará a la provincia de La Rioja como pionera en el trabajo de la energía limpia”.

Por su parte, el secretario de Energía de La Rioja, Alfredo Pedrali, expresó que “estamos emocionados por cumplir el compromiso tomado al principio de la gestión, de darle vuelta a esta empresa y hacerla lo que es hoy: una firma pujante, reconocida por todo el sector, que nunca para de mejorar”.

Arauco

La primera etapa del Parque Eólico Arauco se inició en 2009. Fue el primer parque en conectarse al SADI cuando en 2011 comenzó a inyectar energía eólica al sistema nacional. Con los años amplió su capacidad a 50 MW. A partir de la primera licitación del Programa RenovAr, la empresa provincial amplió en 100 MW desarrollando la Etapa II del proyecto. En 2022, Pampa Energía adquirió por US$ 171 millones la Etapa II del Parque Eólico Arauco S.A.P.E.M., concretando una de las mayores inversiones privadas en la historia de la provincia.

Parque Arauco se posicionó en el top 3 de los proyectos eólicos más eficientes del país dentro de un universo de 67 parques en funcionamiento, según un ranking que realiza Cammesa, la compañía que administra el mercado eléctrico mayorista. Actualmente, la compañía opera tres parques eólicos -dos propios y uno administrado para terceros- y cuenta con 100 aerogeneradores activos.

, Roberto Bellato

A la hora de proyectar la expansión del mercado gasífero a nivel regional, hay que tomar en cuenta que Vaca Muerta posee un significado para la Argentina y otro distinto para el resto del mundo. Con esa definición arrancó Daniel Rideneler, director general de Transportadora de Gas del Norte (TGN), su participación en la edición 2025 de Midstream & Gas Day, evento organizado por EconoJournal. “Para el país, la formación representa la potencialidad de cambiar la matriz económica que tenemos. Podemos prever para los próximos años unos niveles de producción de 1,5 millones de barriles equivalentes de petróleo, además de materializar proyectos de exportación regional vía gasoducto y de comercialización de gas natural licuado (GNL), estimando ingresos por entre 30.000 y 35.000 millones de dólares”, calculó.

Sin embargo, acotó, para el mercado global esos números resultan poco significativos. “El mundo puede estar un poquito mejor con los recursos de Vaca Muerta, pero sin ellos no le pasa nada. Los sustituirá”, advirtió.

El primer hidrocarburo que puede monetizarse, indicó, es el crudo. “Si esto se diera de manera secuencial y hoy fuese el día cero, que obviamente no lo es, el día uno habrá que producir petróleo, el día dos tendremos que expandir nuestra infraestructura de oleoductos para llevar ese recurso a la costa y recién el día tres nos daremos cuenta de que el crudo tiene gas asociado, lo que tornará necesario hacer plantas de tratamiento y conseguir mercados para el fluido. Ahora bien, lo que está pasando hoy es todo eso junto”, argumentó.

Puntualmente en el ámbito gasífero, subrayó, la prioridad debe ser llegar a los mercados vecinos. “Fundamentalmente pienso en Chile, donde ya contamos con infraestructura y debemos reconstruir la confianza, y en Brasil, que engloba varios mercados en sí mismo, aunque es cierto que también exportamos a Uruguay y que Paraguay nos viene avisando que en unos años querrá consumir el recurso”, sintetizó.

Cinco condiciones

El escenario vigente se caracteriza por un elevado interés por concretar proyectos en el Cono Sur. De acuerdo con Leopoldo Macchia, vicepresidente comercial de Tecpetrol, es hora de aprovechar las riquezas gasíferas de Vaca Muerta, aparte de la infraestructura construida, la declinación de la producción de Bolivia y la creciente demanda de naciones como Chile y Brasil. “La calidad de la roca es fantástica. Son casi 300 billones de pies cúbicos (TCF, por sus siglas en inglés). Y dado que la Argentina sólo usa 1,8 TCF anuales, estamos hablando de 150 años de consumo”, graficó.

Para poner en valor esos recursos y abastecer a la región, aseguró, será primordial apostar por el GNL, un negocio con mucha flexibilidad, pero que depende en demasía de los precios internacionales. “La idea sería llegar a Chile, donde tenemos experiencia, y después a Brasil, que representa un desafío mayor”, anticipó.

En 2018, recordó, cuando arrancó el desarrollo masivo de Fortín de Piedra, Tecpetrol logró retomar las exportaciones de gas al centro chileno. “Un año después alcanzamos una penetración de un 30% en esa zona. Hoy estamos por encima del 65%”, comentó.

La semana pasada, reivindicó, el yacimiento insignia de la empresa batió un récord de 25 millones de metros cúbicos (m3) diarios, el 17% de la oferta argentina. “Ese volumen es más o menos la producción promedio que tuvo Bolivia”, comparó.

Para incrementar las exportaciones a Brasil, argumentó, deberán darse cinco condiciones. “El primer punto, que ya cumplimos con éxito, es arribar a ese mercado vía Bolivia. El segundo, contar con un precio competitivo. El tercero, construir infraestructura. El cuarto, avanzar en la coordinación regulatoria y tarifaria, y firmar acuerdos país-país para darle previsibilidad a todos los actores. Finalmente, conseguir que Brasil esté dispuesto a contratar en firme y a largo plazo”, enumeró.

En pleno crecimiento

En su flamante 20° aniversario, Pampa Energía se encuentra produciendo casi el 10% del gas que hoy se obtiene a escala nacional. “Somos el tercer productor no convencional en Vaca Muerta, con dos grandes yacimientos como El Mangrullo y Sierra Chata. Y más allá del medio local, que obviamente es nuestro objetivo principal, venimos trabajando mucho en los mercados regionales, principalmente en el área metropolitana de Chile”, precisó Santiago Patrón Costa, director comercial de Pampa.

La empresa, confirmó, empezó a exportar a la zona de Bio Bio, que todavía no contaba con acceso al gas neuquino. “A partir de mayo activamos los primeros contratos. Ya estamos exportando 250 decámetros, con la idea de ampliar ese volumen prontamente”, aseguró el directivo.

Para los próximos meses, anticipó, se espera un gran desarrollo en el norte chileno, mercado que competirá en cierta proporción con Brasil. “En suelo brasileño fue clave avanzar con una prueba piloto para entender cómo funcionaba todo el sistema. Con la baja del precio del Brent, a partir de octubre nuestro país se volverá más competitivo. Eso se reforzará el año que viene, más allá de que los costos de transporte todavía siguen siendo altos, gracias al precio mínimo de exportación que implicará el nuevo Plan Gas”, puntualizó.

Para favorecer las exportaciones, reconoció, el Gobierno contribuyó con la sanción de la Ley Bases, que cambió el paradigma de comercialización del gas. “A eso debe sumarse el Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) que permitirá la ejecución de nuevas obras de infraestructura hechas totalmente por privados, sin intervención del Estado”, celebró.

Tres etapas

Hace ocho meses Harbour Energy adquirió los activos de Wintershall Dea a nivel mundial. Mariano D´Agostino, vicepresidente comercial de la firma, dio cuenta del impacto positivo de esa transacción para la Argentina. “Básicamente cambiaron las expectativas de crecimiento. Hoy tenemos tres pilares fundamentales: el proyecto Fénix, ubicado en la Cuenca Marina Austral; y los activos Aguada Pichana Este y San Roque (que nos abre posibilidades en la ventana de crudo), en Vaca Muerta. Adicionalmente, nos entusiasma la integración de un cuarto pilar: el consorcio Southern Energy, que nos asegura números rápidos para elevar al menos un 50% nuestra producción actual, que oscila en torno a los 10 y 11 millones de m3 diarios”, cuantificó.

En cuanto a la cobertura regional, el experto habló de una integración dividida en tres etapas. “En estos momentos estamos en la instancia de llegar rápido, testear y ser 100% interrumpibles. La siguiente fase, con foco en Chile, debería apuntar a alcanzar una mayor firmeza estacional en el verano. Recién después se puede pensar en contratos de extensión anual que funcionen durante varios años, meta que requerirá inversiones de entre US$ 3.000 millones y US$ 4.000 millones”, proyectó.

Brasil, acotó, será un mercado clave para el GNL. “Allí nuestro recurso será más competitivo que el producido en el resto del mundo. La gran incógnita pasa por el bajo factor de carga que tendrán sus siete terminales, sobre todo en un comienzo. Se está viendo si Brasil tiene capacidad de contratar GNL en modo firme o no, pero definitivamente es el mercado al que llegaremos con los mejores costos”, remarcó.

Objetivo superador

La integración regional tiene que ser un objetivo que trascienda la coyuntura política. Así lo cree Gabriela Aguilar, Country Manager para la Argentina y VP para Latinoaméríca de Excelerate Energy. “Los sectores público y privado deben trabajar conjuntamente en la coordinación que necesita ese proceso”, afirmó.

La región se encuentra en buena medida integrada, desde su óptica, no solamente en materia eléctrica, sino también mediante gasoductos capaces de transportar 660 millones de m3 diarios. “Por otro lado, hay 10 terminales de importación de GNL (siete en Brasil, dos en Chile y una en Argentina) que representan alrededor de 180 millones de m3”, agregó.

El valor del GNL, expuso, depende de cada país, cuyas características son muy diferentes. “La Argentina, por ejemplo, tiene una estacionalidad muy marcada. Hoy nuestra terminal está regasificando entre 18 y 20 millones de m3 para garantizarle una mayor seguridad energética al mercado. En el caso de Brasil, en tanto, el factor estacional está ligado a las fluctuaciones de la hidroelectricidad”, describió.

En toda la región, señaló, se observa una demanda gasífera contenida. “Necesitamos desarrollarla entre todos. Se precisa articular la producción de Vaca Muerta, eliminar los cuellos de botella técnicos y regulatorios, y armonizar los marcos normativos de Chile, la Argentina, Bolivia y Brasil”, enumeró.

“Hay una enorme oportunidad de crecimiento a partir de la consolidación de la Argentina como exportador del recurso. También se percibe un gran potencial de desarrollo en el GNL de menor escala, ya que la región no está totalmente conectada. En virtud de la cuestión ambiental, podrían convertirse todas las centrales que hoy están consumiendo carbón o combustibles líquidos”, completó.

, Redaccion EconoJournal

El peso que en los últimos años adquirió la generación de energía renovables en Chile sobre el total de la matriz transformó las condiciones en que ese mercado requiere el gas natural argentino, que si bien puede resultar económico y confiable, debe adaptarse a la nueva realidad para avanzar hacia contratos de largo plazo.

En el cierre del Midstream & Gas Day organizado por Econojournal, el futuro del mercado del gas fue el eje del análisis de Luis Le-Fort Pizarro, manager Energy Management de la generadora chilena Colbún; Diego Hollweck, gerente general de Generadora Metropolitana; y Leandro Colosqui, CFO de la transportadora GasAndes.

A las puertas de un posible punto de inflexión en la nueva etapa del vínculo gasífero entre ambos países, Le-Fort Pizarro consideró que el gas argentino puede seguir atendiendo el mercado de generación de Chile, pero debe atender y adaptarse a la lógica energética de las nuevas energías.

“El gas tiene importantes desafíos porque la generación renovable en Chile alcanzó un desarrollo muy grande, muy competitivo en precio y en particular en la hora sol que es su mayor recurso, y está buscando ampliar ese desarrollo a través de soluciones de almacenamiento que desafían un suministro de 24/7, como puede ser el gas, por lo que contratarse a largo es complicado”, dijo Le-Fort Pizarro.

En similar sentido, Hollweck coincidió en que el mercado eléctrico trasandino “necesita flexibilidad en los volúmenes, en las condiciones de despacho, porque es un mercado que cambia casi horariamente. Entonces esa flexibilidad que se requiere en una negociación libre entre comprador y vendedor es lo que está faltando aún en el marco regulatorio, para poder acordar las mejores condiciones para ambas partes. Hoy el mercado existe, la infraestructura está, pero con esa liberación se encontrarían las condiciones para hablar de contratos a tres o más años”.

Para Colosqui hay una demanda de 10 MMm3/d promedio de la cual la mitad se “apuntana cada vez más (se vuelve cada vez más flexible), por lo que toda la estructuración contractual que fue pensada para ciclos combinados y transporte firme como un ladrillo ya no es así. Es ahí donde esa flexibilidad tiene un costo porque hoy se está topeando el límite de la capacidad de todo el sistema de transporte porque algunas cuantas horas del día la demanda no está pudiendo traer el gas de Argentina que quisiera”.

El CFO de GasAndes agregó que ante la particularidad que está tomando la demanda de los offtakers chilenos, “el gasoducto puede expandirse por mayor compresión o por loops y esos costos no serían muy distintos respecto de la tarifa actual”, pero más allá de obras insistió en que “en los próximos dos años muchos de los contratos que originaron la infraestructura actual van a tener que ser revisados para buscar un producto que permita viabilizar a la demanda chilena lo que necesita, con contratos que permitan traer gas de Argentina, pero con algún seguro de regasificiación”.

Sobre ese punto el gerente de Generadora Metropolitana consideró que hoy se está trabajando con contratos que son herencia de un modelo de negocios anterior básicamente plano. El mercado no funciona de esa manera y va para un mercado donde va a ser todavía más empuntado, en el que necesitamos gas de las 19 de la tarde a las 23 de la noche durante algunos meses del año”.

“Entonces la propuesta es ver cómo podemos trabajarlo y aún viendo los precios de la energía en el mercado spot, que estos días estuvieron arriba de 300 dólares en ese rango horario, estamos dispuestos a compartir ese valor, pero la estructura contractual no lo permite y claramente lo que quisiéramos es combinar el pago de infraestructura de gasoducto con la regasificación de manera de bajar nuestra póliza de seguro contra el posible corte”, reseñó Hollweck.

En el cierre, Le-Fort Pizarro insistió en la necesidad de “que el gas sea flexible, pero no pagando infraestructura porque el sistema está desafiado por más renovables y baterías que van a llegar de aquí al fin de 2026, cerca de 5000 Mw de almacenamiento que van a tomar parte de la demanda nocturna que el gas y las térmicas estaban dando”. Pero se abre la oportunidad de mirar hacia otras regiones que no sean el centro de Chile que permitirían hablar de crecimiento de volúmenes utilizando otras estructuras existentes”.

, Ignacio Ortiz

El proyecto Eco-Refinerías del Sur para producir combustible de aviación sostenible en Chubut contará con el respaldo de Axens, un proveedor global de tecnologías y servicios para la producción de combustibles limpios. La iniciativa se inscribe en la demanda de alternativas sintéticas que se está gestando en la aviación internacional en general y la europea en particular para reducir sus emisiones de CO2.

GreenSinnergy GmbH, una empresa alemana especializada en el desarrollo de proyectos sustentables, y Axens firmaron un memorándum de entendimiento para explorar el desarrollo de proyectos de combustible de aviación sostenible (SAF por sus siglas en inglés) en la Argentina y en toda América Latina.

El acuerdo establece que GreenSinnergy liderará el desarrollo de los proyectos, mientras que Axens actuará como licenciante oficial de tecnologías clave, incluyendo la captura de CO2, la purificación de hidrógeno, la síntesis Fischer-Tropsch y la mejora del queroseno y nafta finales.

La alianza se centrará inicialmente y priorizará el desarrollo del proyecto Eco-Refinerías del Sur (ERS) en Chubut. La iniciativa, liderada por GreenSinnergy GmbH junto a los especialistas argentinos Ismael Retuerto y William Hughes, había sido presentada formalmente en diciembre en el Senado de la Nación con el acompañamiento del gobernador del Chubut, Ignacio «Nacho» Torres.

«Este proyecto viene a reunir condiciones o particularidades muy especiales a partir del extraordinario recurso eólico de la Patagonia, de la disponibilidad de tierra, disponibilidad de infraestructura en una provincia como Chubut, con lo cual estamos convencidos que es un proyecto no sólo para Argentina sino para América del Sur y ceñero en materia de e-fuels y de SAF sintético», dijo Retuerto ante una consulta de EconoJournal.

Proyecto en Chubut

El proyecto ERS busca producir combustibles sintéticos de aviación a partir de la producción de hidrógeno verde. La alianza con Axens incluye la búsqueda de inversores para dar inicio a la construcción de la primera etapa del proyecto, que contempla una capacidad de producción de 100.000 toneladas anuales de SAF.

La primera etapa contempla la construcción de 750 MW de potencia eólica, que se podría ampliar en etapas sucesivas llegando hasta los 2.500 a 3.000 MW de generación, desarrollados con la menor distancia posible entre los sitios de alto potencial eólico registrado y la zona costera óptima para los procesos de desalinización, electrólisis, procesos de FT y puerto de despacho.

La inversión necesaria para la primera etapa es del orden de US$ 2500 millones. La capacidad de producción luego puede ser ampliada hasta 500.000 toneladas anuales en restantes etapas ya que se cuenta con disponibilidad de terrenos para dicha escalabilidad.

El proyecto asume la condición de funcionamiento Off Grid (fuera de red) en su mayor demanda energética y una conexión de soporte adicional desde el SIN en extra Alta Tensión.

La energía eólica será la principal fuente energética, que combinada con agua de mar desalada alimentará el proceso de electrólisis para la obtención de hidrógeno verde y el posterior proceso de generación del combustible, mediante la combinación con CO2 a través del proceso Fischer-Tropsch.

Dada las limitaciones de fuentes de CO2 de origen biogénico en la región, GreenSinnergy analiza la posibilidad de utilizar tecnologías de captura directa de CO2 del aire (DAC) en combinación con tecnologías de captura de CO2 de fuentes industriales regionales, asegurando que la producción del combustible cumpla con lo establecido en el Reglamento Delegado 1185/2023 de la Unión Europea.

, Nicolás Deza

El sector de Oil&Gas tiene el desafío de poder sortear diferentes cuellos de botella a fin de aprovechar la riqueza de los recursos gasíferos con los que cuenta Vaca Muerta y dinamizar, a su vez, otros segmentos productivos. Tomás Córdoba, CEO de Compañía Mega – empresa dedicada a la industria del gas natural y la petroquímica-, dio cuenta de sus planes para acompañar el crecimiento de la industria y adelantó que “en enero y febrero vamos a terminar una obra que nos va a permitir producir dos millones de metros cúbicos (m3) de C3+, lo que en la jerga se conoce a la producción de propano, butano y gasolinas. Además, tenemos planeado llevar a cabo otra iniciativa para incrementar esa capacidad a 2,5 millones de m3. Hoy estamos produciendo 1,7 millones de toneladas por año de líquidos asociados al gas natural y procesamos cerca de 36 millones de m3 día”.

“Compañía Mega podría rápidamente ejecutar un proyecto de tres millones de toneladas de C3+, con una opcionalidad de etano para atender los cuellos de botella que tiene el upstream. Todo esto convive con alternativas en las que podamos buscar sinergia. Somos muy eficientes en el acondicionamiento y procesamiento de los NGLs (líquidos de gas natural)”, destacó el CEO de la compañía en el Midstream & Gas Day organizado por EconoJournal.

Ampliación de su planta en Bahía Blanca

Compañía Mega es una de las empresas clave en lo que respecta a la separación y fraccionamiento de líquidos asociados al gas natural de Vaca Muerta. En ese sentido, Córdoba detalló: “Estamos realizando un nuevo tren de fraccionamiento en Bahía Blanca que nos va a permitir producir unas 2.300 toneladas adicionales, pero para eso vamos a necesitar mayor capacidad de bombeo”.

El ejecutivo de la firma precisó que ante ese panorama la empresa planea llevar a cabo dos plantas de bombeo para impulsar el crecimiento de la producción. “Este es el primer paso para llegar a unas 7.000 toneladas por día”, remarcó Córdoba.

“Nosotros podemos llegar a las 3,5 millones de toneladas por año. Es algo posible para Mega, pero hay que buscar el formato adecuado para atender la necesidad que tiene el sector”, consideró Córdoba.

Cuellos de botella

Tras ser consultado sobre los proyectos que posee la compañía y el crecimiento de Neuquén y Vaca Muerta, el CEO de Compañía Mega advirtió que a medida que se puede sortear un cuello de botella que se encuentra cercano a la planta de Bahía Blanca, aparecen otros más a lo largo de toda la cadena. “La clave es pensar más allá de esas 7.000 toneladas porque hay un enorme potencial en el upstream y nosotros queremos ser un socio estratégico. Por eso llevamos adelante las distintas obras para otorgarle más eficiencia al tratamiento de los NGL”, sostuvo.

Por último, Córdoba se refirió al recurso humano con el que cuenta la Argentina y concluyó: “Hay un recurso humano espectacular en la Argentina, por eso debemos buscar las soluciones más eficientes. Tenemos que juntar la resiliencia con la creatividad, eso nos va a diferenciar”.

, Loana Tejero

La empresa transportista TGS y la operadora Pluspetrol en asociación con YPF, llevan adelante dos de los mayores proyectos actualmente en marcha de procesamiento de líquidos del gas natural, conocidos en la industria como NGLs, que sumarán su oferta a la capacidad ya disponible en el mercado.

La calidad del gas asociado de Vaca Muerta abre nuevas oportunidades de aprovechamiento de los líquidos que caracterizan la riqueza de ese hidrocarburo y que se identifican en la amplia disponibilidad de productos como propano, butano y gasolina fundamentalmente, generando un negocio de alto valor agregado al core de producción gasífera.

Sergio Cavallin, Corporate Commercial Development Manager de Pluspetrol y Claudia Trichilo, directora de Operaciones de TGS, dieron detalles de los avances de ambos proyectos al participar del Midstream & Gas Day organizado por EconoJournal. Aunque en distintas etapas de desarrollo, las dos iniciativas están generando el interés de otras compañías que ante la proyección creciente de producción de gas requerirán el servicio de separación y procesamiento a mayor escala.

Pluspetrol tiene en el bloque de La calera uno de sus desarrollos emblemáticos en asociación con YPF. Produce petróleo, pero también unos 14 MMm3/d de gas rico, fuera de especificación, a un grado tal que en esas condiciones no puede ser despachado directamente al mercado. Si bien, la compañía Mega ya hace parte de esa separación y el área cuenta con otras facilities de superficie, a medida que vaya subiendo la producción de crudo habrá mayor necesidad de nueva infraestructura.

“Por un lado, hay un gran problema que hay que solucionar, pero por otro es una enorme oportunidad -explicó Cavallin-. Para tener idea del tamaño de la oportunidad que hay por delante, si se alcanzara la capacidad de producir 100 millones de metros cúbicos de gas rico, no sólo pensando en el gas asociado sino en lo que aportan otras áreas de transición como La Calera, de allí podrían salir 12 millones de toneladas por año de componentes licuables, en etano, propano, butano, gasolina que representan unos US$ 5.000 millones por año en facturación”.

Se trata de una importante contribución a la idea de potenciar Vaca Muerta que tiene la industria en su conjunto con un negocio que irá creciendo en escala en la misma medida que suba la producción, ya que la riqueza de los líquidos del gas genera otra unidad de negocios en los proyectos que permite multiplicar por cuatro el precio de la caloría. “Este gas se vende entre tres y cuatro dólares, pero los NGLs se venden entre diez y doce dólares porque ya se trata de insumos petroquímicos” que tienen alta demanda internacional, explicó el directivo.

Esta solución proyectada en escala tiene un impacto en el negocio en general, más allá que se lo piensa en una sucesión de etapas. “Eso podría tener un impacto en la disminución del precio del break-even de un área de crudo de 5 dólares en promedio en Vaca Muerta y puede tener un impacto en el break-even del precio del gas este de hasta 2 dólares. Y bajar el precio del gas nos haría más competitivos y más resilientes al no tener que bajar actividad cuando bajan los precios en el mercado internacional”, aseguró.

Pluspetrol e YPF participan en partes iguales en el proyecto y las compañías pretenden poner en marcha su primera etapa a principios del año próximo, atado a la Decisión Final de Inversión (FID), que podría sumar el interés de participación de grupos locales, asiáticos y estadounidenses.

El proyecto de TGS

En el caso de TGS, la empresa transportista de gas está trabajando en una nueva planta desde hace un par de años con un proyecto oportunamente valuado en unos US$ 2.500 millones, lo que ya por entonces era reflejo de las oportunidades que se vienen abriendo a proyectos vinculados al aprovechamiento del gas asociado.

“Tenemos desde 2018 un sistema de captación de gasoductos que fue creciendo desde aquel momento y ahora tiene 182 kilómetros de caño, entre 36 y 30 pulgadas, y eso termina en una planta de acondicionamiento que empezó con una capacidad para extraer 5 millones de metros cúbicos de gasolina. Y este año terminamos la instalación de un segundo módulo de acondicionamiento que los llevó a 28 millones de metros cúbicos en total, con la particularidad de que este módulo y el anterior están listos para pasar a procesamiento”, explicó la Directora de Operaciones de TGS.

Estos módulos están funcionando en la actualidad extrayendo la gasolina de los gases, pero ya tienen instalados los turboexpander para que, cuando se tome la decisión, poder pasar los equipos a recuperar otros hidrocarburos asociados como respuesta a una necesidad imperiosa ante la calidad del gas. Esto es asi, porque si se quiere poner el recurso en especificación para entrar a los gasoductos de transporte, no alcanza con sacarle la gasolina, sino que hay que tomar también el C2 o etano, el C3 o propano y superiores.

“Esta recuperación de propano y superiores está dividida en tres partes, de las cuales la primera se da en la planta de TGS en Tratayen (Neuquén) donde se hace la extracción de “la sopa” inicial y que se analiza sumar dos módulos más para llevar la capacidad de procesamiento a 43 millones de metros cúbicos día. La segunda etapa trazada es la construcción de un poliducto para llevar esa materia inicial hasta la zona de Bahía Blanca, en donde se estaría instalando la tercera etapa que es el fraccionamiento, para recuperar aproximadamente 2,8 millones de toneladas, más instalaciones de almacenaje y despacho”, detalló Trichilo en el Midstream & Gas Day.

En el último año, TGS avanzó con el desarrollo de ingeniería de las distintas etapas, para las cuales ya tiene ofertas concretas por los equipos y tiene lanzada una licitación por el montaje para poder cerrar el número final que le permita ajustar la tarifa que estará ofreciendo a los distintos interesados, que son los productores en Vaca Muerta, para subirse a este proyecto. “Estamos trabajando para poder tener esto en servicio, al menos en una etapa temprana, para el 2028, y después seguirían las sucesivas ampliaciones porque tenemos los terrenos ya comprados y está todo pensado en un crecimiento modular”, agregó la especialista.

El financiamiento podrá venir también en etapas que acompañarán el primer hito de capacidad mas sus potenciales ampliaciones. La idea inicial es ofrecer el servicio a través de una tarifa con la búsqueda de financiamiento por parte de TGS, pero también se analiza la posibilidad de que terceros quieran participar con equity, ya que no se trata del único proyecto de este tipo en la industria.

Por lo tanto se podría avanzar en iniciativas simultáneas que puedan compartir un único poliducto con diferentes plantes de procesamiento o la alternativa que mejor cierre en lo operativo y económico, para lo cual -aseguró Trichilo- hay conversaciones abiertas.

, Ignacio Ortiz

El Instituto Petroquímico Argentino (IPA®) llevó adelante una nueva edición de la Jornada de la Industria Petroquímica, bajo el lema “El desafío de la competitividad. Cómo impulsar una industria petroquímica más eficiente, moderna y resiliente”, en el Auditorio del Centro Cultural de la Ciencia (C3), en la Ciudad Autónoma de Buenos Aires. El encuentro contó con una nutrida asistencia de referentes del sector, autoridades, profesionales y representantes del sistema científico-académico.

Guillermo Petracci, director de Unipar Argentina y presidente de la Jornada en esta edición, fue el encargado de la apertura destacando: “Hoy estamos acá para hablar de futuro. Las oportunidades para nuestro sector requieren que cambiemos el enfoque. Necesitamos renovar nuestra actitud frente a los desafíos y asumir el protagonismo que el momento exige. Somos parte de la solución a los desafíos del desarrollo. Hay mucho que podemos mejorar desde la gestión, la eficiencia, la inversión en procesos y en personas. Lo que hagamos hoy puede definir el lugar que va a ocupar nuestro sector petroquímico en los próximos 20 años”.

Al mismo tiempo, Petracci brindó un repaso de la agenda prevista para la jornada, marcando así el inicio del evento. A lo largo de los distintos paneles, se compartieron conceptos y reflexiones que dejaron en evidencia los principales desafíos y oportunidades del sector petroquímico.

El evento

En el panel 1, denominado “Claves Económicas para una Industria Competitiva”, participaron Diego Coatz, de la Unión Industrial Argentina (UIA); Pablo Giorgi, de OPIS (Dow Jones); y Jorge de Zavaleta, de la Cámara de la Industria Química y Petroquímica de la República Argentina (CIQyP®), como moderador del espacio. En el mismo, se analizaron los factores macroeconómicos, productivos y globales que inciden en la competitividad del sector. Por su parte, Giorgi presentó un diagnóstico del escenario internacional marcado por sobreoferta y presión en los márgenes, subrayando que la competitividad seguirá dependiendo del acceso a materias primas baratas, donde Argentina tiene ventajas naturales. Mientras que, Coatz, destacó la necesidad de consolidar el orden macroeconómico y avanzar en una agenda micro que reduzca el costo argentino, potencie la productividad, promueva la inversión en infraestructura y modernice el sistema tributario y laboral, colocando al desarrollo industrial como motor clave del crecimiento sostenido.

En el panel 2, titulado “Del Algoritmo de la Inteligencia Artificial al Impacto Competitivo Real”, llevado adelante por Sandra Urrutia de YPF Química; en el que expusieron Dorlysu Moreno, Julieta Suárez, Mora Puricelli y William Pilaszek, todos integrantes de YPF S.A. A través de experiencias concretas, los panelistas mostraron cómo la inteligencia artificial ya está transformando procesos industriales clave en áreas como logística, entrenamiento y planificación operativa. Se presentaron herramientas como Gema, un entrenador virtual para contratistas, y Optimax, una plataforma de optimización en tiempo real que permite alinear operaciones con objetivos económicos y energéticos. Se destacó el rol central de las personas en esta transformación, la necesidad de fomentar habilidades digitales y el impacto real de estas innovaciones en la competitividad del sector.

Otros ejes

El panel 3, “Resiliencia Climática de la Infraestructura Industrial”, fue coordinado por Rodrigo Pontiggia, experto en gestión ambiental y adaptación climática, y contó con las exposiciones de Inés Camilloni (CIMA, UBA–CONICET) y Juan Pablo Sitá, especialista en Gestión de Riesgos y en Salud, Seguridad y Medio Ambiente. Se abordó la necesidad urgente de incorporar estrategias de adaptación ante el cambio climático en la planificación industrial, poniendo énfasis en el conocimiento científico actualizado, el análisis de riesgos climáticos locales y la preparación operativa frente a eventos extremos. Se destacó que la resiliencia debe ser parte de los planes de continuidad de negocio, integrando desde infraestructura crítica hasta formación del personal y seguros ambientales, en un contexto donde las amenazas climáticas ya impactan de forma directa sobre la productividad y la seguridad de las operaciones.

En el panel 4, “Impulsando la Competitividad desde la Ciencia y la Tecnología”, la conversación estuvo guiada por Gabriel Rodríguez Garrido, director ejecutivo del IPA®, y en formato entrevista, expusieron Darío Genua, secretario de Innovación, Ciencia y Tecnología de la Nación, y el Dr. Daniel Salamone, presidente del Directorio del CONICET. Por un lado, Genua subrayó que el desarrollo de los recursos humanos es un factor clave para el crecimiento industrial, y que debe pensarse con visión de largo plazo, articulando esfuerzos entre el Estado y el sector privado. También remarcó que esto implica hacerlo con innovación, educación y tecnología, y destacó el carácter transversal de la petroquímica en todas las cadenas estratégicas del país. Mientras tanto, Salamone sostuvo que la transformación productiva e industrial que demanda nuestro país requiere una apuesta decidida por el conocimiento científico como motor estratégico del desarrollo. Desde el CONICET se impulsa una articulación con el sector privado y entre el sistema científico-tecnológico y el sector productivo, con el objetivo de generar innovación con impacto real.

El panel 5, “Materias primas competitivas para el desarrollo de la industria”, fue moderado por Pablo Popik, de Compañía MEGA S.A., y tuvo como expositores a Juan Ignacio de Urraza (Transportadora de Gas del Sur – TGS), Jorge H. Foglietta (J.H. Foglietta Consulting LLC), Fernando Ahuad (PetroCuyo) y Bernardo Novis Ribeiro (Braskem). A partir del potencial de Vaca Muerta, se analizó la oportunidad única que tiene la industria petroquímica Argentina de acceder a gas rico en líquidos como etano y propano, esenciales para la expansión de la cadena de valor. Se destacó la necesidad de escalar el desarrollo del midstream, adoptar modelos logísticos eficientes y generar alianzas regionales para industrializar localmente o exportar esos recursos. Los oradores coincidieron en que la clave estará en aprovechar esta ventana histórica con decisiones audaces, inversión en infraestructura y una planificación que priorice competitividad, integración y sostenibilidad.

En el panel 6, “La sustentabilidad es competitividad”, Pablo Leidi, director de Sustenomics y fundador de ComunicaRSE, entrevistó a Sebastián Bigorito, director general y CEO del Consejo Empresario Argentino para el Desarrollo Sostenible (CEADS). La conversación giró en torno a cómo la sostenibilidad dejó de ser una agenda de nicho para convertirse en un factor estratégico de competitividad, cada vez más exigido por regulaciones, mercados y financiamiento internacional. Bigorito advirtió sobre los impactos de la nueva geopolítica en la agenda climática y el trilema energético, y subrayó la necesidad de pasar de una transición energética aspiracional a una pragmática. También llamó a profesionalizar la gestión sostenible en las empresas, con foco en la adaptación, la resiliencia y la integración de la sostenibilidad en el gobierno corporativo como vía para generar valor.

Finalmente, en el “Panel de CEOs”, la Jornada concluyó con las reflexiones estratégicas de cinco figuras clave del sector: Guillermo Petracci (Unipar), Tomás Córdoba (Compañía MEGA S.A.), Javier Sato (PetroCuyo), Marcos Sabelli (Profertil S.A.) y Matías Campodónico (Dow Latin America). La moderación estuvo a cargo de Jorge de Zavaleta (CIQyP®). El intercambio apuntó a trazar líneas de acción concretas desde el liderazgo empresarial para fortalecer al sector petroquímico argentino. Además, todos coincidieron en la necesidad de fortalecer la competitividad desde adentro de las organizaciones, a través de eficiencia operativa, innovación, transformación cultural y liderazgo técnico. También destacaron la oportunidad estratégica que representa Vaca Muerta y la disponibilidad de recursos energéticos y tecnológicos para relanzar inversiones. A su vez, valoraron las señales económicas que empiezan a estabilizarse y llamaron a superar la lógica de la escasez con una mirada de abundancia, cooperación público-privada y compromiso con el desarrollo sustentable.

En el discurso de cierre de la Jornada, que estuvo a cargo de María Florencia Rodríguez Mandrini, de YPF S.A., como presidente del Instituto Petroquímico Argentino (IPA®), se destacó que la competitividad del sector ya no puede medirse solo por la eficiencia operativa, sino que implica también sostenibilidad, innovación, colaboración y visión de largo plazo. Subrayó que el IPA® continuará siendo un espacio de diálogo, conexión e impulso para el desarrollo de una industria petroquímica que evoluciona integrando ciencia, tecnología, talento y compromiso intergeneracional. “La competitividad también es una cultura”, expresó, con respecto al espíritu colectivo y transformador que atravesó toda la Jornada.

La jornada

La Jornada del 2025 tuvo el apoyo institucional y organizacional de empresas como PetroCuyo, YPF Química, Unipar, y Compañía MEGA S.A., como sponsors. Mientras que, PLAPIQUI; la Sociedad Argentina de Construcción y Desarrollo Estratégico S.A. (SACDE); la Asociación Petroquímica y Química Latinoamericana (APLA); OPIS, una empresa de Dow Jones; la Cámara de la Industria Química y Petroquímica de la República Argentina (CIQyP®); Cyclus; ECOPLAS; el Consejo Nacional de Investigaciones Científicas y Técnicas (CONICET); la RedACTIVOS, interface entre los emprendimientos productivos de personas con discapacidad y las empresas; la Facultad de Ingeniería de la Universidad Austral; y la Secretaría de Innovación, Ciencia y Tecnología, acompañaron como Partners a la Jornada.

Nuevamente esta edición de la Jornada del el IPA®, fue un evento neutro en carbono por tercer año consecutivo, monitoreada por Cyclus, especializada en soluciones tecnológicas para el reciclaje y la economía circular. Una vez más, Cyclus, se encargó de medir y compensar la huella de carbono del evento, reafirmando su compromiso con la transformación sostenible de la industria.

, Redaccion EconoJournal

Mauricio Martin, vicepresidente ejecutivo de Midstream & Downstream de YPF, aseguró que el proyecto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS), una megaobra de oleoducto y terminal portuaria, está avanzando según lo previsto. “Vamos a lograr financiar el 70% del proyecto. Esa ya es una realidad desde el punto de vista financiero, mientras que, desde el punto de vista operativo, con el aporte de los 7 socios, la obra ya se está concretando en el terreno”, aseguró el ejecutivo en Mindstream & Gas Day, evento organizado por EconoJournal en el Club Hípico.

“Estuve en Chelforó donde se estaba montando la planta de doble junta, la soldadura automática, y la verdad es que es un placer ver que empresas locales están llevando adelante un proyecto de tal magnitud con gran capacidad de integración local”, sostuvo Martín. El hombre de YPF reconoció que la parte onshore y offshore de la terminal es una de las más críticas, pero adelantó que están llegando ya las chapas para poder realizar las primeras partes del parque de 6 tanques que se van a construir en la costa, dijo que la tubería marina ya está adjudicada y que se está avanzando con la licitación de las monoboyas.

–Horacio Marín (CEO de YPF) comentó el otro día que la parte más crítica de la construcción del proyecto VMOS la ve en la parte portuaria. Argentina hace años que no construye una terminal de exportación en un lugar como Punta Colorada donde no hay un enclave de servicios. ¿Cómo encaran ese desafío? –le preguntó Nicolás Gandini, director de EconoJournal.

–Es un gran desafío el oleoducto en sí mismo. Lo estamos llevando adelante con empresas locales e internacionales de primer nivel. Estuve en Chelforó donde se estaba montando la planta de doble junta, la soldadura automática, y la verdad es que es un placer ver que empresas locales están llevando adelante un proyecto de tal magnitud con gran capacidad de integración local. Al mismo tiempo la parte onshore y offshore de la terminal es una de las más críticas. Están llegando ya las chapas que están configurándose para poder realizar las primeras partes del parque de 6 tanques que se van a construir en la costa, que van a permitir la carga de buques de 1 o 2 millones de barriles de capacidad de evacuación. La parte offshore es una de las más desafiantes porque hay varias empresas que concurren en forma simultánea para poder llevar adelante este proyecto. Estamos en etapa de licitación, tanto de las monoboyas como de la tubería marina. La tubería marina ya está adjudicada. En la parte del tendido hay dos tecnologías que compiten. Una es la de Tow-in que consiste en construir en tierra y tirar la línea semisumergida para llevarla entre 7 y 9 kilómetros para adentro. La otra tecnología es el s-lay que consiste en construir la tubería, soldarla e ir desplegándola con un buque especial. Muchos de esos buques están operando en el Mar del Norte y la escala que tiene este proyecto, de cortas distancias, es un aspecto desafiante para quienes están concursando. Ocho empresas están concursando por este proyecto, conjuntamente con las que nos van a proveer las monoboyas. Las monoboyas tienen características muy especiales. Las estamos adquiriendo tipo llave en mano. Se está configurando como una compra única a los fines de ganar productividad, obtener mejor capacidad de entrega y con eso poder mancomunar varias empresas que coexisten y que van a concurrir en el mismo tiempo y lugar para poder llevar adelante el proyecto.

–¿Hace cuánto que no se hace un proyecto de este tipo?

–Aquí en Argentina creo que la última fue la que hicimos en Chubut, Termap (Terminales Marítimas Patagónicas S.A.). Creo que fue la última infraestructura en la cual nos introdujimos mar adentro para poder constituir capacidad de transporte de gran escala. Es 1 millón de barriles aproximadamente lo que cargamos en Termap. Aquí vamos a tener la capacidad de amarrar buques de 2 millones de barriles, con lo cual eso nos da una escala suficiente para poder llegar a mercados muy competitivos, el asiático fundamentalmente, que demanda buques de mayor escala para alimentar a sus complejos industriales.

–¿Cuánto más competitivos pueden ser este proyecto una vez que esté materializado?

–El proyecto es competitivo por la escala que va a ganar. Estamos en el orden de los 550 mil barriles y el oleoducto tiene la capacidad de llegar con un 10% más de inversión a los 700 mil barriles. Hoy tenemos 7 socios, esperemos que se sumen algunos más, dado que el proyecto ya está mostrando capacidades de delivery en materia de ejecución. Con los 550 mil barriles vamos a poder cargar buques de 2 millones de barriles y eso ya nos da una escala significativa. El costo de los buques, en lo que refiere a la contratación es entre 2 y 3 dólares menores de lo que tenés cuando contratás un Suezmax. Nos encontramos en un nivel de competitividad de escala mundial.

–Marín decía hace unos días que probablemente en junio se cierre el Project finance por 1700 millones de dólares para financiar parte del proyecto. Si tengo que pensar hace cuánto que Argentina no cierra un Project finance de ese tipo deben ser más de 20 años. ¿Qué dificultades ves? Te lo pregunto porque si después el país no puede conseguir tasas competitivas cuando le ponés una tasa de descuento, al proyecto no cierra.

–El equipo de CFO de YPF, juntamente con los socios que han estado en Estados Unidos en una ronda de trabajo junto con los bancos que van a financiar el proyecto, prácticamente lo han logrado. A fin de mes deberíamos tener alcanzado el Project finance. Son cerca de 1700 millones de dólares junto a algún aporte local de fondos. Vamos a lograr financiar el 70% del proyecto. Esa ya es una realidad desde el punto de vista financiero, mientras que, desde el punto de vista operativo, con el aporte de los 7 socios, la obra ya se está concretando en el terreno. El proyecto tiene muy poco riesgo de no concretarse. Es una necesidad de la industria. La proyectamos hace mucho tiempo atrás, con muchas barreras que hubo que sortear. Estamos en un buen curso para llevar adelante no solamente VMOS sino también los proyectos de LNG a futuro.

, Fernando Krakowiak

El director de Gas del Ministerio de Minas y Energía de Brasil, Marcello Weydt, aseguró este miércoles que dentro del grupo de trabajo bilateral conformado con Argentina están trabajando en la elaboración de un tratado que establezca reglas en materia tarifaria y operativa. «Observamos varios elementos necesarios para promover esta integración. Este tratado será un elemento importante para regular y permitir que el gas fluya conjuntamente a través de todos los países que serán una vía de paso en este proceso en el que estamos creando un mercado competitivo”, afirmó el funcionario al exponer en un panel del Midstream & Gas Day, organizado por EconoJournal, junto a Soledad Lysak, directora de Gas Cono Sur de TotalEnergies, bajo la moderación de Roberto Brandt.

“No vemos ningún problema con que este tratado regule el flujo de gas dentro de los sistemas, y quien entre dependerá de la competitividad del precio y no de la infraestructura”, aseguró Weydt.

En ese conjunto de decisiones a adoptar en la región para fortalecer un mercado gasífero, Weydt consideró que, desde el punto de vista brasileño, “el mayor desafío es la integración tarifaria, porque si lo analizamos ya estamos integrados, ya tenemos puntos de conexión, y realizamos inversiones, pero lo que impide esta multiplicación es entrar en este círculo virtuoso de la integración tarifaria”.

Al respecto, aseguró que hay un “constante diálogo con todos los transportistas del lado brasileño, de Argentina y de Brasil para aprovechar una oportunidad única, porque el factor limitante, que es la inversión, ya lo tenemos”.

Llegar rápido y más lejos

Soledad Lysak se refirió a la experiencia de TotalEnergies de haber podido concretar a comienzos de abril la primera exportación de testeo de gas natural a través de la red de ductos de Bolivia, lo que “permitió comprobar que se puede llegar rápido, pero ahora para llegar lejos y realmente tener un impacto y que las exportaciones regionales y esta integración pueda ser relevante y duradera es necesario ir en conjunto con los demás productores y con los gobiernos”.

“La gente de YPFB, con una posición muy amena de colaboración tanto en su visión como productor, también como país de tránsito, dejó en claro que tienen la voluntad de que la integración ocurra, que las tarifas no estaban escritas en piedra, lo cual también es importante y necesitamos que todos aunemos esfuerzos”, agregó la directora de Gas Cono Sur de TotalEnergies.

Weydt, en otro momento de la charla, planteó los escenarios internos que Brasil afronta para la integración que suma demanda agregada para los productores de ambos países. “Hoy, nuestra industria está estancada. No hubo crecimiento porque en los últimos 14 años tuvimos una legislación que no favorecía la expansión de los ductos, es decir, de la infraestructura para el crecimiento del mercado. Y cambiamos este panorama en 2021, cuando se aprobó una nueva legislación sectorial para expandir la demanda y generar más competitividad”.

“Vemos un enorme potencial de suministro en Argentina porque Brasil inyecta el gas asociado debido a la escasez de infraestructura, y los nuevos proyectos ya cuentan con la infraestructura necesaria para el transporte —agregó el funcionario—. Pero necesitamos nuevas inversiones en ductos de transporte en regiones donde los ductos ya prestan servicio a varios segmentos. Es una industria que actualmente tiene alrededor del 40% de la industria nacional inactiva y podría estar consumiendo gas natural, pero hay que discutir el precio como gran desafío para los productores nacionales y también para los productores de Argentina y de Bolivia”.

En el cierre, Lysak planteó la dinámica interna de los precios que se puede esperar en Argentina en el corto plazo, con la vigencia del Plan Gas y el compromiso del Gobierno de revisar los componentes de fijación de ese precio para exportación, excluyendo la volatilidad de la referencia de la cotización del crudo Brent.

“Cuando surgió el Plan Gas, la producción era la mitad de lo que es hoy y ese crecimiento fue posible gracias a que existió una competencia donde todos ofertamos nuestro mejor precio para poder incrementar la producción. Y después de que el Plan Gas se vaya, espero que seamos todos inteligentes para entender que US$3 y US$3,6 es el precio mínimo y máximo que hace posible que una producción se mantenga. O de lo contrario tendremos un escenario en donde queremos comernos la cabeza unos a otros y puede que los precios bajen, pero la producción también decline porque el precio no está”, opinó la directora de TotalEnergies.

“Entonces —concluyó—, después del Plan Gas veo esos dos posibles escenarios. Espero que todos trabajemos en conjunto y no queramos llegar rápido para tener un año de ventaja de precio que alguna comercializadora pueda hacer una diferencia ese año. Necesitamos trabajar en contratos a largo plazo”.

, Redacción Econojournal

La nueva edición del Midstream & Gas Day llevada a cabo por EconoJournal se desarrolló con una novedad: por primera vez se midieron las emisiones de Gases de Efecto Invernadero generadas por la organización y los asistentes.

La jornada tuvo lugar en el Club Hípico Alemán de Buenos Aires y reunió a referentes del sector energético y de la cadena de valor. Desde el comienzo, referentes de Svant, el software neuquino desarrollado por la empresa Proshale, invitaron a los asistentes a completar un formulario con información sobre su movilidad y alojamiento.

A partir de esos datos la compañía calculó las emisiones asociadas al encuentro, datos que servirán como base para acciones de compensación y para la toma de decisiones más responsables y sostenibles.

El impacto

En base a esta medición, EconoJournal avanzará en acciones concretas para reducir y compensar sus emisiones. En esa línea, Svant entregó cuadernos con información relevante para las organizaciones que desean comenzar a medir y gestionar sus emisiones y cómo el software puede ayudar en el proceso.

Para Svant y EconoJournal esta experiencia marca un paso importante: medir las emisiones de un evento abierto y multisectorial con el fin de generar encuentros cada vez más sustentables.

, Redaccion EconoJournal

La industria oil & gas tiene el desafío de superar el reciente contexto internacional de baja del precio del barril de petróleo para escalar la producción de Vaca Muerta. José Biondi, gerente de Innovación y Tecnología de Vista Energy, remarcó que en este escenario “es determinante poner el foco en la eficiencia en la operación”. El ejecutivo destacó que lograr mayor competitividad es clave para superar “el escenario internacional actual que es muy complejo”.

“Hace tres o cuatro meses el escenario era completamente distinto. Sabemos que estamos en una industria con altibajos, es algo normal. La respuesta que tenemos es la agilidad, como ya hemos hecho en distintos escenarios y contextos”, indicó este miércoles el ejecutivo de Vista Energy en el Midstream & Gas Day, evento organizado por EconoJournal.

Biondi participó del panel “Los desafíos del sistema de Midstream” junto a Ricardo Hösel, CEO de Oldelval; Gustavo Martin, VP Comercial Cono Sur del Tenaris; y Guillermo Blanco, vicepresidente de Otamerica Argentina.

Oportunidad

Biondi subrayó que Vista está atravesando un cambio muy importante con la adquisición del área La Amarga Chica en Vaca Muerta: “Estamos parados en este escenario como primer productor independiente de petróleo del país y uno de los principales productores de petróleo de Vaca Muerta. Eso nos da la oportunidad para hacer foco en la eficiencia. Hay una oportunidad enorme para ser más competitivos, especialmente en lo que refiere a costo-pozo”.

Eficiencia

Biondi describió cómo es el foco que tiene Vista en la eficiencia: “Tenemos una plataforma basada en tecnologías que nos permiten tener todavía mucho camino por recorrer para ser más eficientes. Estamos trayendo tecnología y revaluando nuestra cadena de abastecimiento para capitalizar esa eficiencia”.  

Como ejemplo de eficiencia, Biondi destacó que Vista está haciendo casing drilling (perforación y revestimiento en un solo paso) desde que comenzó el desarrollo en Vaca Muerta. Además, señaló que “es clave pensar la cadena de abastecimiento y en cómo construimos los pozos. Con canteras de cercanía, nos abastecemos de nuestra arena de fractura desde Río Negro, donde tenemos nuestra propia subsidiaria”.

Además, Biondi destacó que “tenemos el primer rig eléctrico (equipo de perforación) operando en Vaca Muerta. También, con nueva tecnología, estamos por automatizar la perforación de las secciones curvas. Contabilizamos 10 horas de eficiencia como un logro excelente. Significa que por cada equipo perforador enganchamos un pozo más al año. Esto lo tenemos que multiplicar por todos los equipos que tenemos. Para todo esto se requiere estar preparados para crecer”.

El ejecutivo contó que en siete años Vista Energy pasó de producir 20.000 barriles diarios a 80.000 barriles y que, con la adquisición de La Amarga Chica, “ya estamos arriba de 100.000 barriles”. Está todo dado para que, con infraestructura, podamos crecer a otras tasas”, aseguró. “Son ejemplos. Lo importante es que tenemos que seguir concentrándonos para lograr aún una mayor eficiencia”, concluyó Biondi.

Escenario internacional y midstream

Por su parte, Gustavo Martín, VP Comercial Cono Sur del Tenaris, afirmó que “el 35% de la producción industrial del planeta está en China. Esto generó desequilibrios que hacen que otros mercados reaccionen. Estados Unidos está comenzando a tomar medidas y se generó incertidumbre en el mundo. Por esto se están atrasando inversiones”.

La baja de la demanda mundial y el aumento de la oferta por la decisión de la OPEP de incrementar su producción provocaron que el precio del barril pase de 85 a 65 dólares. “Esto a la Argentina le pega. La capacidad de inversión de las petroleras en el país está relacionada al cash flow operativo. Con esto se financian. La baja en el precio internacional claramente genera un impacto. Quizá esta velocidad que veníamos viendo genere una ralentización una balanza energética”, describió Martin.

Ricardo Hosel, CEO de Oldelval, se refirió a los desafíos del midstream: “Con el proyecto Duplicar y el Rosa Negra de Otamerica, la capacidad de evacuación de la cuenca en Vaca Muerta es de 750.000 barriles, que son unos 550.000 barriles hacia el Atlántico y 200.000 a Chile y para alimentar la refinería de Luján de Cuyo”.

Además, indicó que “para fin de mes estamos firmando el contrato con tres cargadores principales del proyecto Duplicar Norte, que sería la ampliación aguas arriba de Allen (conectará Allen con Rincón de los Sauces), para conectar el hub norte de Vaca Muerta. Es una obra de US$ 380 millones y 200 kilómetros de ductos de 24 pulgadas. Va a tener una puesta en marcha temprana a fines de 2026 y se va a terminar a finales de 2027”.

“Con la terminación del proyecto Duplicar Norte y del Vaca Muerta Sur, la capacidad de evacuación de Vaca Muerta pasará a 1.200.000 barriles”, afirmó Hosel.

Guillermo Blanco, vicepresidente de Otamerica Argentina, afirmó que “tenemos que actuar como un pulmón para que no se frene la producción, por eso tenemos una capacidad de tancaje (storage capacity) de 300.000 barriles con seis tanques de 50.000 m3 cada uno, de los cuales ya hay tres en operación. Además construimos un muelle para la salida del producto”.

“El muelle no es común, está a 2 kilómetros de la costa, con una pasarela en el medio de la ría de Bahía Blanca. Puede manejar desde Panamax hasta Suezmax, es decir, buques que mueven hasta un millón de barriles. Estamos dando una respuesta a la necesidad que hay hoy de realizar exportaciones. En la actualidad se están exportando 200.000 barriles a través de este sistema”, concluyó Blanco.

, Roberto Bellato

La revisión quinquenal tarifaria aprobada este año por el gobierno nacional permitirá a las distribuidoras de gas modernizar su servicio y adecuarlo a las exigencias de los contratos de concesión. El diagnóstico fue compartido este miércoles por representantes de Metrogas y Naturgy en un panel sobre el segmento regulado de gas en el Midstream & Gas Day organizado por EconoJournal.

El gobierno oficializó a fines de abril los aumentos de tarifas que percibirá el segmento de distribución de gas natural y de electricidad durante los próximos cinco años. La revisión tarifaria también compromete a las distribuidoras a ejecutar planes de inversión.

Metrogas se comprometió a ejecutar un plan de inversiones que a valores de hoy asciende a 210.000 millones de pesos. Las erogaciones que Naturgy realizará serán muy similares, del orden también de los 210.000 millones de pesos.

Para las distribuidoras, la normalización tarifaria implica no solo eliminar la incertidumbre por el lado de sus ingresos sino también poder proyectar la mejora de la infraestructura.

«Nos da previsibilidad para encarar proyectos que no se podían realizar y de esa manera realizar un catch up de la infraestrucura que requiere un servicio como la distribución de gas, y a la vez pensar en nuevos proyectos para desarrollar cada vez un mejor servicio», dijo Sebastián Mazzucchelli, CEO de Metrogas.

Por otro lado, el CEO de Naturgy, Gerardo Gómez, ponderó que la compañía no tiene deuda y que la previsibilidad tarifaria mejora el acceso al mercado. «Lo más importantes es que vamos a poder repartir dividendos en los próximos años, es una señal muy importante tanto interna como para el país. La última vez que repartimos dividendos fue en el 2011″, explicó Gómez.

Modernización

Los representantes de Metrogas y de Naturgy subrayaron que gracias a la certidumbre tarifaria ya están realizando y proyectan nuevas inversiones en tecnología para modernizar la operación y el servicio que brindan a sus clientes.

«Vamos a invertir en lo que es medición de grandes clientes, en nuevas implementaciones de software y aplicativos que acompañan el proceso de digitalizacion que estamos viviendo dentro de Metrogas. Hoy el 97% de las gestiones que realizan nuestros clientes con Metrogas son por canales no presenciales», puntualizó Mazzucchelli.

«Venimos muy retrasados en tecnología y estamos trabajando al respecto. Incorporamos inteligencia artificial para atender a los clientes, también teleinformación de las estaciones reguladoras y haremos un cambio en el sistema comercial tanto para Naturgy BAN como para el NOA«, dijo Gómez.

, Nicolás Deza

Rodolfo Freyre, VP Gas & Energía de PAE detalló los avances de proyecto de exportación de GNL del consorcio Southern Energy. “La idea es estar operando a fines de 2027 y que el segundo barco llegue en 2028, para lo cual necesitamos tener un caño dedicado en el invierno de 2028 y estar con los dos barcos operando full time”, aseguró en el Midstream & Gas Day organizado por EconoJournal este miércoles en el Club Hípico. El ejecutivo remarcó que cuando conversa con los potenciales clientes sobre el proyecto «el foco no está en la confianza sino en ser competitivo con el precio”. También sostuvo que la exportación de GNL puede servir de complemento para la integración energética con Brasil. “Southern Energy es un complemento bueno para Brasil porque si bien no está focalizado en el mercado brasileño por la flexibilidad que requiere Brasil es una buena alternativa para el gas por gasoducto”, aseguró.

–¿En qué estado se encuentra el proyecto de Southern Energy?

–El año pasado cuando participé de este evento estábamos todavía en la etapa inicial, ni siquiera habíamos firmado los acuerdos definitivos. El 4 de julio del año pasado firmamos los acuerdos definitivos, aunque sujetos al FID (Decisión Final de Inversión). El FID se concretó para el primer barco el 1 de mayo de este año. Lo lindo para contar de ese proyecto es la velocidad con la que se hizo. Hace 14 meses estaba visitando el barco Hilli en Camerún y desde ese momento hemos podido firmar los acuerdos definitivos y sumar socios. Me parece que se armó un consorcio muy interesante en cuanto a diversidad con YPF, Pampa Energía, Harbour Energy y Golar LNG. También presentamos la adhesión al RIGI, que lo obtuvimos. Federico (Veller) comentó que obtuvimos un permiso de exportación. Vale la pena remarcar que se otorgó un permiso de exportación de gas por 11,5 MMm3/día de exportación por 30 años es algo inédito para Argentina. Se trabajó muy bien con la Secretaría de Energía para poder obtener eso. Y se obtuvieron todos los permisos ambientales en Río Negro. Haber logrado todo esto en un año es algo súper relevante para Argentina. Ahora viene la segunda etapa, que es el segundo barco, que todavía no tiene firmado el FID. Hay una serie de cuestiones que se tienen que cumplir en los próximos meses, entre ellas la ampliación del RIGI. El RIGI es fundamental para este tipo de proyectos. Sin RIGI esto no hubiese sucedido. Lo otro fundamental es que entre esta semana y la que viene vamos a presentar un nuevo permiso de exportación para este segundo barco de casi 16 MMm3/día. Estamos hablando de casi 6 millones de toneladas, unos 27 MMm3/día en total y unos 2500 millones de dólares de ingresos para el país, aunque esto último depende del precio del GNL.

–Ese segundo proyecto involucra un gasoducto dedicado de la cuenca neuquina, ¿cuándo piensan licitar ese gasoducto?

–Nosotros inicialmente visualizamos este proyecto como estacional porque era un barco y había capacidad excedente en el verano. Durante el proceso de maduración del proyecto, nos dimos cuenta que íbamos a estar muy apretados en cuánto a números. Entonces encontramos este otro barco para complementar, darle masa crítica y justificar un caño. Hoy lo que me ocupa buena parte del tiempo es el caño dedicado. Este tema es fundamental para el proyecto porque sin caño dedicado no hay segundo barco. De acá a fin de año vamos a estar trabajando para poder lanzar todo el proceso. Acordate que el Hilli llega a mediados de 2027. Después va a llevar un tiempo el sistema de amarre y comisionado, que debería ser corto en el caso del Hilli porque es un barco que ya opera. La idea es estar operando a fines de 2027 y que el segundo barco llegue en 2028, para lo cual necesitamos tener un caño dedicado en el invierno de 2028 y estar con los dos barcos operando full time.

–Generar la comercialización y encontrar los offtakers debe ser súper complejo. El otro día Marcos Pourteau decía que tienen firmados acuerdos de confidencialidad con cerca de 30 empresas interesadas, ¿cuán difícil es el proceso de generar confianza para demostrar que Argentina puede exportar GNL en 2027?

–Es súper complejo. Hemos recibido varias propuestas de players de diferentes partes del mundo. Hay un abanico grande de interesados con distintos perfiles de consumidores. La particularidad que tiene nuestro proyecto es que no estamos vendiendo como un proyecto tradicional greenfield de LNG en Estados Unidos que requeriría project finance y contratos de 15 o 20 años. Como no estamos requiriendo eso, no estamos visualizando una comercialización de 15 años. Estamos con un foco de mercado de corto plazo. Eso nos amplió el interés por parte de distintos clientes. Noto muchísimo interés en Argentina como nuevo punto de suministro mundial. Tener una opción más es muy bien recibida. Cuando planteás el proyecto, el foco de los clientes no está en la confianza sino en ser competitivo con el precio. Obviamente, también tienen que estar las garantías por si fallás. La clave es la competitividad que pueda tener el GNL argentino frente a otras alternativas.

–Teniendo en cuenta la primera etapa del Hilli que supone el aprovechamiento de capacidades existentes, más allá de la construcción de este gasoducto de 15 kilómetros y la infraestructura marítima, ¿tienen confianza para lograr un precio competitivo?

–Si se ven los precios 2028/2030 se puede observar que están cayendo. Las proyecciones que hay dan GNL puesto en Río Negro más bajo, pero creemos que estamos ahí. Estamos buscando algunas estructuras creativas comerciales para ver cómo atender ciclos de precios bajos. Al entrar el segundo barco hay sinergias. Hoy el Hilli es subóptimo en cuanto al almacenaje que tiene. Si viene un barco a cargar no puede hacer una carga full. Tiene que hacer carga parcial, desamarrarse, estar dos o tres días y volverse a amarrar para completar la carga. Todo eso lleva 5 o 6 días. Eso es competitivo. Con los dos barcos se soluciona parte de ese problema porque hace carga parcial, se mueve, hace carga parcial el otro barco y se va. No es el óptimo, pero mejora respecto de la situación inicial en la que estamos. Estamos buscando estructuras creativas que nos mitiguen los escenarios de precios bajos con los clientes y las hay. Cuando hablamos con traders y players globales hay inclinación para buscar soluciones y mitigar la volatilidad en el precio.

–¿Este proyecto de Southern Energy puede cumplir un rol en la integración energética con Brasil?

–Sí, definitivamente. No es este proyecto o la exportación regional sino este proyecto y la exportación regional. Hay que tratar de maximizar la infraestructura existente con Chile y darle más continuidad. Con Brasil la lógica es empezar a través de Bolivia, sobre todo en el interrumpible. Hay mucha inversión por hacer para ir a algo firme. Southern Energy es un complemento bueno para Brasil porque si bien no está focalizado en el mercado brasileño por la flexibilidad que requiere Brasil es una buena alternativa para el gas por gasoducto.

, Redaccion EconoJournal

El subsecretario de Combustibles Líquidos, Federico Veller, aseguró este miércoles que el gobierno busca generar certidumbre y respeto absoluto de los contratos para volver a generar confianza. “Tanto la certidumbre como el respeto de los contratos nos va a permitir poder pensar en contratos de 5 o 10 años para realizar la infraestructura necesaria para exportar a Brasil o Chile”, aseguró el funcionario al participar en la inauguración del Midstream & Gas Day organizado por EconoJournal en el Club Hípico. Veller analizó explicó también la redefinición del esquema de precios mínimos del gas ya no atado al Brent que se anunció la semana pasada y detalló los avances en el grupo de trabajo que se creó con Brasil para evaluar alternativas de exportación. “No está en la intención de esta administración tomar una decisión de cuál es la mejor alternativa. Esa decisión corre por cuenta del sector privado, que tiene que sopesar los beneficios y riesgos y terminar eligiendo cuál es el camino”, agregó.

–El recurso del gas está y las productoras han hecho una curva de aprendiza en lo que respecta al abaratamiento del gas de Vaca Muerta con el aumento de productividad de los pozos. El desafío es recuperar mercados regionales, que muchas veces se desatendieron y maltrataron, y armar una red de mutua confianza y comercialización con Brasil. ¿Qué está haciendo el gobierno para potenciar esas oportunidades? –le preguntó Nicolás Gandini, director de EconoJournal.

—Lo que está haciendo el gobierno lo resumiría en dos aspectos: generar certidumbre y respeto absoluto de los contratos. Si logramos llevar adelante estas dos cuestiones vamos a recuperar esa confianza que hemos perdido. ¿A qué me refiero con certidumbre? La primera certidumbre viene dada por una medida muy importante que se tomó el año pasado que es la Ley Bases. La Ley Bases en el capítulo hidrocarburos genera certidumbre absoluta para aquellos exportadores que tienen el derecho de exportar el hidrocarburo. Una vez obtenida esa autorización no hay ningún funcionario que pueda cambiarla. Esto es fundamental que se entienda para poder establecer contratos plurianuales, como hemos impulsado desde agosto del año pasado, y para convertir esos contratos con visión 2026/2028 en contratos que vayan más allá de 2030. Además, permite a compañías como Southern Energy tener la certeza de una autorización de exportación por los próximos 30 años y que está basada en una ley que lo respalda. Eso simplifica y muestra lo que para esta administración significa la palabra certidumbre. La segunda clave es el respecto a los contratos. Tenemos una larga historia de no respetarlos. Tenemos varios ejemplos para mostrar nuestra convicción más absoluta de respeto a la propiedad privada. Por un lado, hemos tomado la decisión firme de cumplir a rajatabla el Plan Gas hasta 2028. Son contratos que permitieron revertir el declino de producción de gas y tener las expectativas que hoy tenemos hacia el futuro. El Estado argentino ha firmado con las productoras compromisos hasta fines de 2028 por un volumen muy importante, equivalente al 70% u 80% de la producción, y se decidió cumplirlo. Además, hemos otorgado autorizaciones de exportación a Chile y dimos clara certidumbre de cumplir el contrato firme, haciendo prevalecer un contrato firme por sobre uno spot del lado argentino. Tanto la certidumbre como el respeto de los contratos nos va a permitir poder pensar en contratos de 5 o 10 años para realizar la infraestructura necesaria para exportar a Brasil o Chile.

–¿Cuánto tiempo puede llevar reeducar a ese sistema de actores que están seteados para sobrevivir en un escenario de mucha volatilidad e incertidumbre y a los que ustedes les piden confiar en el largo plazo?  

–Creo que va a llevar cierto tiempo. Espero que no mucho más de un año. Estamos en plena transición. La semana pasada tomamos una decisión muy interesante en este sentido que tiene que ver con que CAMMESA empieza a operar en el spot. Todos los inviernos muchos comercializadores e industriales estaban acostumbrados a no contractualizar a sabiendas de que iba a haber un Estado detrás que siempre los iba a rescatar. Se buscaba la ventaja de corto plazo de comprar barato y luego maximizarlo y no asumir el riesgo de no tener el gas. A partir de que CAMMESA pueda jugar en el spot y de que los generadores se hagan cargo de comprar su propio combustible, eso empieza a cambiar. Son señales que le estamos dando al mercado. Tenemos que acostumbrarnos a trabajar de otra manera. Los privados tienen que empezar a medir los riesgos sin tener al Estado siempre detrás para que asuma las consecuencias.

–Acaban de anunciar la semana pasada la redefinición del esquema de precios mínimos del gas ya no atado al Brent.

–La reducción de precios mínimos tiene que ver con responder a una necesidad que vemos en el mercado. Esto lo plantean clientes chilenos y brasileños que representan a la demanda de gas industrial de generación en los países vecinos. Ellos dicen que la volatilidad del Brent afecta la toma de decisiones de largo plazo. Por otra parte, generaba una distorsión con respecto al precio que se utiliza en el mercado interno. Creo que es una buena señal sacar volatilidad e igualarlo a las mismas condiciones que se toman en cuenta en cada cuenca para definir los precios internos. Tiene que ver con generar esas condiciones que permitan tomar decisiones de largo plazo.

–Usted es el principal representante del gobierno argentino en el grupo de trabajo con Brasil que está evaluando alternativas para integrarse en materia de gas natural. ¿Qué nos puede contar sobre lo que se está discutiendo en ese espacio?

–Para los que no saben, en noviembre se firmó un MOU en Brasil entre el Ministerio de Minas y Energía y el Ministerio de Economía. A partir de enero iniciamos una serie de reuniones. El primer logro es poner sobre la mesa un objetivo común y tratar de entender dónde están los cuellos de botella y las asimetrías regulatorias. Cuáles son las piedras que tenemos que sacar del camino para lograr que esa integración sea exitosa. Se revisaron en conjunto diferentes alternativas de exportación de gas, diferentes alternativas de infraestructura necesaria para incrementar los volúmenes de gas con una demanda de Brasil muy importante. Hemos invitado a la mesa a los actores privados, tanto productores, transportistas como clientes. No está en la intención de esta administración tomar una decisión de cuál es la mejor alternativa. Esa decisión corre por cuenta del sector privado, que tiene que sopesar los beneficios y riesgos y terminar eligiendo cuál es el camino.

–Hay un proyecto del gobierno para avanzar con una reforma del sector eléctrico para permitir que las generadoras vuelvan a comprar combustibles, ¿cuál puede ser el impacto en el mercado de gas natural?

–Está relacionado con lo que comenté antes sobre la posibilidad que tienen los generadores de administrar su combustible, aunque obviamente en un porcentaje porque hay que cumplir los contratos vigentes, como el Plan Gas. Es una agenda muy interesante y vamos a ir administrando la transición. Es muy relevante para la normalización del mercado de gas y electricidad.

, Redaccion EconoJournal

La Secretaría de Energía, a cargo de María Tettamanti, habilitó el uso de biocombustibles para embarcaciones fluviales y marítimas. Por normativa, este sector estaba exceptuado de la mezcla obligatoria de biodiesel o bioetanol con combustibles fósiles, como la minería o las centrales eléctricas. En los hechos, implica una ampliación del mercado para los productores de biocombustibles derivados del aceite de soja como el biodiesel y de la caña de azúcar y el maíz, como es el bioetanol.

La medida se instrumentó mediante la resolución 252 publicada este martes en el Boletín Oficial, que destaca “la utilización de biocombustibles en estado puro o mezclados en distintos porcentajes con combustibles fósiles en embarcaciones fluviales y marítimas, a elección del usuario, y siempre que el motor propulsor de la embarcación sea compatible con estos combustibles”.

En rigor, la normativa habilita el uso de biocombustibles para cubrir la demanda de combustible en el sector marítimo. La utilización será de manera voluntaria. Es decir, no tendrá una mezcla con carácter obligatorio como ocurre con las naftas y el gasoil para los vehículos del parque automotor en el mercado local.

Además, el uso de biocombustibles en el sector naval será libre y el precio estará determinado por la negociación sin regulación entre los actores privados.

En los considerandos, la resolución subraya que “en la actualidad el uso de biocombustibles en embarcaciones marítimas se encuentra en aumento, en tanto tienen el potencial de reducir significativamente las emisiones de gases de efecto invernadero del sector marítimo”.

Bunker

La normativa también modifica la resolución 689 para incorporar al rol de “Operador de Bunker” en el Registro de Operadores de Biocombustibles y Mezcladores. El registro ya definía el rol de los elaboradores, mezcladores, comercializadores y almacenadores.

El operador de bunker es específico al sector marítimo y, según la definición de la normativa, es “todo aquel que se especializa en el suministro de biocombustibles para barcos, ya sea con o sin instalaciones propias de almacenaje para el desarrollo de la actividad”.

El operador de bunker deberá contar con una constancia de inscripción como almacenador en el registro de biocombustibles; certificado de auditoría de seguridad de las instalaciones de almacenaje; habilitación en materia de medioambiente; currículum vitae del responsable técnico de la planta, del cual surja la aptitud del mismo para el manejo de las instalaciones; habilitación por sistema registral en Aduana; y, por último, en caso de no contar con instalaciones propias deberán acreditar el contrato con empresa inscripta bajo la categoría almacenador.

, Roberto Bellato